Анализ темпа разработки

Темпом разработки называют величину отбора жидкости из залежи за год, выраженную в процентах от начальных извле­каемых (или начальных балансовых) запасов нефти. В даль­нейшем при анализе будут рассматриваться темпы разработки по отношению к начальным извлекаемым запасам.

В 1968 г. было принято, целесообразным устанавливать темп разработки до 10—12 % в год. Однако такой темп может быть достигнут лишь на залежах сравнительно небольшого размера с благоприятной.геологической характеристикой при применении заводнения или при наличии эффективного естест­венного водонапорного режима.

На большинстве залежей со средней геологической характе­ристикой обычно применяется отбор не более 6—8 % от на­чальных извлекаемых запасов нефти. На залежах с низкой про­ницаемостью коллекторов и большой вязкостью нефти (более 4—5 мПа-с) даже при интенсивных системах воздействия на пласт удается достигнуть отбор жидкости не более 4—5 % в год. Такой же отбор имеет место и на весьма крупных зале­жах даже при хороших коллекторских свойствах и невысо­кой вязкости нефти, что связано с длительным периодом их освоения.

В связи с прогрессирующим обводнением залежи и уменьше­нием добычи нефти возникает важная задача выбора соответ­ствующих темпов отбора жидкости в целях более полного извлечения запасов нефти в процессе эксплуатации. Этот вопрос
детально рассмотрен М. М. Ивановой.

Согласно исследованиям М. М. Ивановой, третья стадия разработки завершается при снижении темпа добычи нефти примерно до 2 % в год от начальных извлекаемых запасов. В связи с этим отбор жидкости из пласта, минимально необхо­димый для обеспечения в конце третьей стадии такого темпа годовой добычи нефти, зависит от того, при каком обводнении продукции заканчивается основной период.

Ниже приводятся величины этих показателей, рекомендуемые М. М. Ивановой:

Обводненность продукции к концу третьей стадии, %... 30 40 50 60 70 80 85 90 95 97

Минимально необходимый темп отбора жидкости в конце тре­тьей стадии, % от начальных

извлекаемых запасов....2,9 3,3 4 5 7 10 14 20 40 67

Из приведенных данных следует, что для обеспечения опти­мальной динамики добычи нефти, например, по залежам, за­вершающим основной период разработки с обводненностью 70%, необходимый в конце третьей стадии темп отбора жид­кости должен быть не менее 7 %. Если темп отбора жидкости во второй стадии был значительно выше 7 %, то в третьей стадии он может снижаться. При этом среднегодовое снижение должно быть таким, чтобы обеспечить к концу основного пе­риода разработки достаточное извлечение запасов. При макси­мальном темпе отбора жидкости, близком к 7%, в третьей ста­дии он может сохраняться постоянным. На залежах с темпом отбора жидкости во второй стадии ниже 7 % в. третьей стадии, а иногда уже в конце второй стадии необходимо обеспечить его увеличение.

Аналогичное замечание может быть сделано и для других значений обводненности продукции в конце основного периода.

Таким образом, динамика отбора жидкости во многом опре­деляется геолого-физическими условиями залежей.

В третьей стадии уменьшение или сохранение темпа отбора жидкости более характерно для высокопродуктивных залежей с маловязкими нефтями и сравнительно монолитным строе­нием пластов и, наоборот, значительное увеличение отбора жид­кости отмечено на залежах, характеризующихся маловязкими нефтями с неоднородным строением продуктивных пластов, с большими водонефтяными зонами. Резкое увеличение отбора жидкости отмечается на залежах с повышенной вязкостью нефти. Следует иметь в виду, что в ряде случаев недостаточный темп отбора явился основной причиной преждевременного сни­жения добычи нефти и раннего вступления залежи в завер­шающую стадию разработки.

Как правило, темпы разработки в основной период эксплуа­тации (I, II и III стадии) тем выше, чем больше гидропроводность пласта. Для крупных объектов темпы разработки обычно ниже, чем для средних и малых объектов. Наконец, для мало­вязких нефтей темпы отбора выше, чем для более вязких.

В общем виде, учитывая геолого-физическую характери­стику коллектора при прочих равных условиях и необходимость обеспечения максимальной нефтеотдачи, ориентировочно можно указать следующие оптимальные темпы отбора нефти по бло­кам крупных залежей и для сравнительно небольших залежей: 1) при благоприятной геолого-физической характеристике — не более 6—12% в год от извлекаемых запасов нефти; 2) при неблагоприятной характеристике — около 4 %.

К концу второй стадии (началу снижения уровня добычи) должно отбираться не менее 40—70 %, а за основной период разработки 70—90 % извлекаемых запасов нефти